火電廠大氣污染物排放標準、現狀及減排技術

桑 綺，樂園園，徐 晗

（浙江省電力試驗研究院，杭州 310014）

2011年9月21 日，國家環境保護部公布了《火電廠大氣污染物排放標準》（GB 13223-2011）（以下簡稱新標準），該標準將于2012年1月開始實施。新標準中各項污染物排放標準都有很大提高，重點加大了對氮氧化物的控制力度，收嚴了二氧化硫、煙塵等污染物排放限值；針對環境承載能力弱、容易發生重大環境污染問題的重點地區提出了更加嚴格的要求，并在重點地區執行不分時段的排放限值；增設了對燃煤鍋爐的汞及其化合物排放的控制指標。

1 我國火電廠大氣污染物排放標準的發展

我國火電廠大氣污染物排放標準修訂頻率較高[1]，《火電廠大氣污染物排放標準》（GB 13223）發布于1991年，1996年第一次修訂，2003年第二次修訂，于2004年實施，是“十一五”期間促進煙氣除塵、脫硫、脫硝的主要手段。隨著我國電力供需的持續增長、減排要求的不斷提高，現行標準總體上已不能適應“十二五”大氣污染控制的需要。2011年9月，新標準公布。

新標準與2003版標準的主要區別在于：

（1）新標準一般限值中，取消了煙塵和氮氧化物分時段對不同時期火電廠建設項目分別執行排放控制指標的規定，改為不分時段的濃度控制要求；二氧化硫則保留新建和現有鍋爐分別執行不同標準的條款。

（2）提出了重點地區的概念，即環境承載能力弱、容易發生嚴重大氣環境污染問題的地區。具體地域范圍由國務院環境保護行政主管部門規定，長三角、珠三角和京津冀等地區納入的可能性最大，我省部分地區即在其中。

（3）各項污染物排放標準限值均大幅度提高，新增了重點地區的大氣污染物特別排放限值。

（4）增設了對燃煤鍋爐的汞及其化合物排放的控制指標，從2015年1月1日起執行，不分時段、地區，均為0.03 mg/m3。

（5）確定了污染物排放控制的時間節點及時限。新建火力發電鍋爐及燃氣輪機組自2012年1月1日起執行新標準；現有火力發電鍋爐及燃氣輪機組自2014年7月1日起執行新標準。

（6）對于氮氧化物，取消了按燃煤揮發分執行不同排放濃度限值的規定。

2 省內燃煤機組大氣污染物排放及控制現狀

2.1 燃煤機組大氣污染物控制現狀

截至2010年底，我省火電裝機容量34 218.8 MW，其中燃煤裝機為29 770 MW，占總量的87%。燃煤機組中有1 000 MW機組8臺，600 MW機組25臺，300 MW級及以下機組26臺。

所有燃煤機組均采用電除塵技術控制煙塵排放濃度，除塵效率大多在99%以上，大部分能達到99.5%。脫硫機組占煤電機組的比例達100%，共配備57套脫硫裝置，其中石灰石-石膏濕法脫硫裝置55套，設計脫硫效率90%～95%。2010年底，全省已投運11套SCR脫硝系統，設計脫硝效率50%～80%，其中氨法8臺、尿素法3臺；SCR脫硝機組9 400 MW，占煤電機組容量的32.9%，目前還有2臺600 MW機組正在進行SCR改造；另有1臺125 MW機組采用ROFA脫硝；其余機組大多采用低氮燃燒技術控制氮氧化物的排放。

浙江省燃煤機組近5年的單位電量大氣污染物排放統計數據見圖1。顯然，隨著脫硫、脫硝機組占煤電機組比例的不斷上升，單位電量二氧化硫和氮氧化物排放量呈逐年下降趨勢，二氧化硫尤為明顯，從2006年的3.67 t/GWh降到2010年的0.34 t/GWh；而煙塵的排放量近兩年基本維持在0.10 t/GWh的水平。

圖1 浙江省燃煤機組單位電量大氣污染物排放情況

2.2 排放現狀和標準值比較

為客觀評價排放現狀和新標準的差距，對浙江省內所有燃煤機組2008—2010年的所有監測數據進行了匯總統計。

2.2.1 煙塵

如圖2所示，浙江省燃煤機組近3年煙塵排放基本滿足2003版標準的要求。而對比新標準，1 000 MW和600 MW機組最低排放濃度能滿足30 mg/m3或20 mg/m3的限值，最高排放濃度大部分超過限值，可見現有除塵設備具有滿足新標準的可能性，但要時刻達標有一定難度；300 MW及以下機組多為老機組，在大多情況下無法滿足限值，達標難度較大。

圖2 煙塵排放現狀與標準值比較

2.2.2 二氧化硫

如圖3所示，近3年二氧化硫排放量已遠低于2003版標準的要求；現有鍋爐大多能達到新標準200 mg/m3的限值；但若被定為重點地區而執行50 mg/m3的標準，其最高排放濃度則大部分將超過限值。

2.2.3 氮氧化物

圖3 二氧化硫排放現狀與標準值比較

相比煙塵和二氧化硫，氮氧化物排放現狀和新標準要求差距很大（見圖4），要滿足100 mg/m3的排放限值，大部分機組需要進行脫硝技術改造。

圖4 氮氧化物排放現狀與標準值比較

3 火電廠大氣污染物減排技術

新標準中的各項大氣污染物指標已相當嚴格，對比排放現狀，目前大部分機組都無法達標排放。發電企業在“十二五”期間必須采取更為有效的控制措施和減排技術，以應對新的環保要求。

3.1 煙塵減排技術

目前，我省所有燃煤機組均采用電除塵技術控制煙塵排放。要使現有電除塵器出口煙塵大部分工況下能滿足新標準的要求，應首先考慮加強管理、維護和優化運行。無法達標排放的將面臨除塵器改造的問題。但由于電除塵器自身的除塵機理及改造場地的限制，只有煤種和粉塵條件穩定、飛灰性質適合電除塵器的電廠才能考慮增加電場數量、提高集塵面積的擴容改造。

對于機組容量不大、煤質條件較好、排放濃度超出標準不多的電廠，可考慮選用移動電極、高頻電源、旋轉電極等新技術[2]。對于排放超標嚴重的電廠，建議在保留原電除塵器外殼的條件下，將電除塵器改為袋式除塵器或串聯式電袋復合除塵器，在可以保證濾袋壽命的前提下，建議優先考慮電袋復合除塵器。對于新建電廠，電除塵器、袋式除塵器及電袋復合除塵器都可以考慮選用，建議優先考慮袋式除塵器。

3.2 二氧化硫減排技術

3.2.1 提高濕法脫硫效率

浙江省燃煤機組普遍采用石灰石-石膏濕法脫硫，占燃煤裝機容量的98.7%。55套濕法脫硫裝置中，有20套執行95%的脫硫考核效率，其余為90%～92%。個別電廠燃用煤種的平均硫份在1%或0.5%，其它大多在0.7%～0.85%。歷史數據表明[3]，大部分電廠煙道入口SO2濃度在1 000～3 000 mg/m3波動。按照新標準要求，出口SO2濃度不得超過50 mg/m3，推算脫硫效率須達到95%～98.3%。可見，95%的脫硫考核效率將成為最低要求，對于入口SO2濃度超過1 000 mg/m3的機組，脫硫效率要求更高。

對于已采用濕法脫硫的機組，如何進一步提高脫硫效率是應對新標準的關鍵。通過增加噴淋層數量、增大氧化風機和攪拌器功率等工程改造，采取調整煙氣流量、漿液pH值和Ca/S比、循環漿液固體物濃度和固體物停留時間等優化運行手段，實現50 mg/m3的排放要求在技術上具有可行性，國內已有成功運行的案例。

3.2.2 氨法脫硫

相對于石灰石脫硫，氨法脫硫更容易實現98%以上的脫硫效率，并可與SCR等脫硝工藝共用氨供應系統，且副產品硫酸銨利用價值相對較高，被認為是符合國家低碳循環經濟的綠色工藝。

3.3 氮氧化物減排技術

根據新標準要求，重點地區的火電廠將在“十二五”期間全部安裝脫硝設施，其他區域的火電廠應預留煙氣脫硝設施空間。

煙氣脫硝技術目前應用最多的是選擇性催化還原法（SCR）與選擇性非催化還原法（SNCR），而SNCR/SCR混合法是相對較新的氮氧化物減排技術，是結合了SCR技術高效、SNCR技術投資省特點的新型工藝。SNCR/SCR混合法最主要的改進就是省去了SCR工藝中設置在煙道里的復雜的噴氨格柵（AIG）。根據SCR工程的設計經驗，省略了噴氨格柵的脫硝系統可降低約150 Pa的煙道阻力。SCR技術催化劑的設計需要考慮適應氮氧化物排放濃度最大的運行工況，會造成催化劑的過量設計。SNCR/SCR混合法采用調節SNCR的尿素噴射量來使脫硝裝置處于較為經濟的運行狀態，因此大幅減少了催化劑的用量。

雖然SCR，SNCR和SNCR/SCR混合法工藝都是公認的成熟技術，但是采用何種技術手段需要根據實施對象進行技術經濟可行性分析后確定。對于未預留煙氣脫硝空間的老電廠，或是鍋爐鋼結構情況復雜、改造危險性較高的老機組，應首先考慮低氮燃燒技術改造方案，再結合改造難度或對原有鋼結構的影響情況來選擇SNCR或SNCR/SCR混合法。

3.4 汞的監測方法及減排技術

新標準首次對燃煤電廠汞排放提出控制要求，國內相關研究還處于探索階段。預計在未來幾年，我國脫汞技術將與脫硫、脫硝、除塵技術一樣，在完善監測方法和控制技術的基礎上得到發展并廣泛應用于燃煤電廠。

3.4.1 煙氣中汞的監測方法

目前國內還未將汞作為燃煤電廠大氣污染物的常規監測對象，僅有為數不多的電廠以研究為目的對煙氣汞排放進行監測[4]。燃煤煙氣中汞的監測是實現汞污染控制、了解控制效果的前提，也是目前的一個技術難點。汞的分析技術已非常成熟，一般推薦的方法有冷蒸汽原子吸收光譜法、冷原子熒光法等，但各種技術的分析對象都是Hg0。而燃煤煙氣中汞以3種形態存在，即元素汞（Hg0）， 氧化態汞（Hg2+）和顆粒態汞（Hgp）。 因此，煙氣中汞監測的關鍵在于汞的采樣、汞的預處理和轉化過程。

美國的煙氣汞監測技術較為完善，采用的方法有安大略法[5]、30A法[6]和30B[7]法。安大略法能測得3種形態的汞濃度，30A法和30B法只能測得總氣態汞濃度。3種方法推薦的分析技術相同，主要區別在于采樣系統，以及采樣、分析單元是否系統集成。美國約有30%的電廠已開展汞排放監測，絕大部分都采用30A法和30B法。

3.4.2 汞的減排技術

火電廠煙氣中的汞控制方式[8]主要分為燃燒前脫汞、燃燒中脫汞、燃燒后尾部煙氣脫汞。燃燒前脫汞包括洗煤、混煤及使用添加劑等手段。燃燒中脫汞主要是改進燃燒方式，在降低NOX排放的同時，抑制一部分汞的排放。

燃燒后脫汞是電廠關注的重點，主要包括：

（1）利用現有設備脫汞。電廠現有的除塵裝置、脫硫裝置、脫硝裝置對脫汞具有一定的協同控制作用，去除效率見表1。

表1 現有煙氣控制設備協同脫汞效率

（2）利用活性添加劑脫汞。活性添加劑法主要包括煙道噴入活性炭和爐內添加氧化劑（鹵素或鹵化物等），脫汞效率可以達到30%以上。運用化學方法在活性炭表面注入其他成份可以增強活性炭的活性，目前常見的改性活性炭包括載硫、載氯、載溴和載碘活性炭。鹵素添加劑通常是拌入煤粉中，或將鹵化物溶液噴灑在煤上再進入磨煤機，也可直接噴入爐膛。增加煤中氯或溴的含量能提高煙氣中Hg0向水溶性Hg2+的轉化率。

（3）利用飛灰吸附作用去除煙氣中的汞。飛灰對汞的吸附主要通過物理吸附、化學吸附、化學反應以及三者結合的方式。含碳量越高的飛灰對汞的吸附越有利，但不同煤種的飛灰稍有差別，煙煤比次煙煤、褐煤的飛灰表現出更高的氧化率和吸附率。

（4）其他方法，如電暈放電、電子束照射、低溫氧化等。

4 結語

在“十二五”乃至更長的時期內，我國的電源結構仍將維持燃煤機組為主的基本格局，新標準的實施對我國大氣污染物減排以及大氣質量的改善具有重要意義，同時也對電力行業的環保技術進步提出了很高的要求。本文通過對新標準的解讀，并以詳細的數據分析了省內火電廠大氣污染物排放及控制現狀，提出煙塵、二氧化硫、氮氧化物和汞等主要大氣污染物的控制措施和減排技術，為省內火電企業應對新標準提供參考。

[1]王志軒.科學修訂火電廠大氣污染物排放標準[J].中國電力企業管理，2011（3）:12-17.

[2]姜雨澤，宋榮杰.火電廠除塵技術的發展動態研究[J].環境科學與技術，2008，31（8）:59-64.

[3]樂園園，金東春，張巖，等.浙江省火電廠石灰石濕法煙氣脫硫裝置運行分析[J].浙江電力，2010（7）:53-56.

[4]王圣，王慧敏，朱法華，等.基于實測的燃煤電廠汞排放特性分析與研究[J].環境科學，2011，31（1）:33-37.

[5]US EPA.Standard test method for elemental oxidized,particle-bound and total mercury in flue gas generated from coal fired stationary sources（Ontario hydro method）.Designation D 6784-02[S].U S EPA，2008.

[6]US EPA.Method 30a-determ ination of total vapor phase mercury emissions from stationary sources[S].U S EPA，2010.

[7]US EPA.Method 30b-determ in at ion of total vapor phasem ercury emissions from coal fired combustion sources using carbon sorbent traps[S].U S EPA，2010.

[8]陳紀玲，王志軒.燃煤電廠煙氣中汞的排放與控制研究進展[J].電力環境保護，2007，23（6）:45-48.